二氧化碳公司气驱集输系统适应性调改工程地面工程 环评报告书

二氧化碳公司气驱集输系统适应性调改工程地面工程环境影响报告表(报批版)建设单位：中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司二氧化碳开发捕集与提高采收率（CCS-EOR）开发公司编制单位：吉林省师泽环保科技有限公司2020年3月修改清单序号修改内容修改位置1完善原有厂区的平面布置图，复核现存环境问题。P11、P13、P14、P16、P18；P23；复核两站场现有废水种类。P20、P21细化本次工程依托现有工程内容P72复核工程组成表内容。P6明确更换管线、设施（设备）处置情况。P47细化穿越工程并复核穿越工程施工方法，复核穿越工程长度，细化施工场地设置情况。补充环境保护目标与管线/穿越施工场的距离，强化施工期噪声污染防治措施P7、P9、P50；P393补充施工期的时间计划安排。复核细化临时占地数量及类型，明确永久占地类型，明确是否占用基本农田。复核土石方平衡P10；P7、P8、P94细化地下水、土壤环境评价工作等级判定内容，适当充实相应的影响分析及污染防治措施内容。明确土壤各监测点位对应的土壤类型及对应的评价标准P28、P31；P60-P63、P76-P78；P345补充临时占地土地利用现状图，充实生态环境现状调查、影响分析及保护措施内容，细化临时占地生态恢复措施附图、P32、P33、P77、P786补充废弃泥浆的主要成分，复核废弃泥浆的产生量，核实废弃泥浆的运输方式，明确废弃泥浆填埋的具体去处及填埋相关要求P52、P61、P817完善污染物排放清单。复核环保投资及三同时。完善环境监测计划。规范附图、附件P58、P59；P80、P86；P85；附图建设项目基本情况项目名称 二氧化碳公司气驱集输系统适应性调改工程地面工程建设单位中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司二氧化碳开发捕集与提高采收率（CCS-EOR）开发公司法人代表王峰联系人闫茂华通讯地址吉林省松原市联系电真/邮编138000建设地点吉林省松原市乾安县立项审批部门/批准文号/建设性质新建 改扩建 技改行业类别及代码B1120/石油和天然气开采专业及辅助性活动占地面积（m2）5000（永久）绿化面积（m2)总投资（万元）3886.9其中：环保投资（万元）70环保投资占总投资比例（%）1.8评价经费（万元）/预期投产日期2021年5月工程内容及规模：一、项目建设背景中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司二氧化碳开发捕集与提高采收率（CCS-EOR）开发公司（以下简称“二氧化碳开发公司”）成立于2015年2月4日，主要承担二氧化碳驱油与埋存试验基地建设现场部分和运行工作。运行过程中发现存在以下问题急需调改。二氧化碳开发公司下辖的黑79站多数阀组闲置，占用空间大，布置不合理，气驱管网和水驱管网在站内交叉建设运行，管线繁杂凌乱；黑46接转站、黑79接转站站内部分管线运行时间长，部分管线存在腐蚀老化现象，一旦发生泄漏将对周围土壤、地下水等环境造成污染，因此原有管线存在穿孔泄漏的安全隐患和环境风险，需要对腐蚀老化管线进行更换；黑46注入站增压压缩机能力无法满足远期黑46站的发展运行需求。为解决以上问题，保证系统正常生产且适应生产工艺更新需求，拟建二氧化碳公司气驱集输系统适应性调改工程地面工程。工程内容分为站内站外两部分。在黑79站东侧征地新建黑79气驱站，安装3台两相分离器、3台三合一撬、2台外输泵，实现黑79站水驱、气驱分区管理；在黑46循环注入站新建增压压缩机1台；黑46站1#间、3#间，情东4#、5#间，分别安装1台两相分离器；情东4#间、情东5#间和情东6#间分别新建卧式翻斗计量分离器1座，气计量表1套；新建集气支干线7.9km；新建单井集气管线300m；在黑79站联合泵房新建外输泵2台；更换及新建无缝钢管5km；黑46站及黑79站内加热炉、外输、掺输泵、三合一、伴热管线进行更新改造；黑46站污水缓冲罐改为常压罐；敷设黑46站9#间-12#间补水管线；黑79站内漏失腐蚀管线更新；部分阀门、接头和管件更换。本项目为改扩建项目，主要为环境影响主要表现为施工期对植被的破坏、对土壤的污染，产生的水土流失，对地表水和地下水的污染，对环境空气的污染，施工噪声对周围环境的影响。项目建成后将有效降低管线泄漏风险，提高系统整体运行性能，不产生废水、废气及固体废物，主要为设备运行对声环境影响。综合本项目所在区域环境特征，确定本项目的评价重点主要是：施工期管线敷设过程及场站建设污染分析，对地下水环境、声环境和生态环境影响及运营期场站及计量间设备运行时的噪声影响。根据工程分析结果可知本项目无废水外排，按照环境影响评价技术导则 地表水环境（HJ2.3-2018）规定，确定本项目地表水评价工作等级为三级B；据环境影响评价技术导则 地下水环境（HJ610-2016）附录A，本项目属于41石油、天然气、成品油管线（不含城市管线），本项目为类建设项目，并且建设项目场地不在集中式饮用水水源准保护区以外的径流补给区，无分散式饮用水水源地和特殊地下水资源保护区，地下水敏感程度属不敏感，因此确定地下水评价等级为三级；根据环境影响评价技术导则 土壤环境（HJ964-2018），本项目为类建设项目，项目属污染影响性，建设地点周边存在耕地等敏感目标，因此确定土壤评价等级为二级；根据建设项目环境风险评价技术导则（HJ169-2018），以本项目最大石油在线量计算项目风险物质总量与临界量比值Q1，判定项目环境风险潜势为，因此确定做环境风险简单分析；根据环境影响评价技术导则-生态影响（HJ19-2011），本项目生态影响评价工作等级为三级。根据中华人民共和国环境保护法、中华人民共和国环境影响评价法、建设项目环境保护管理条例及建设项目环境影响评价分类管理名录的有关规定，受二氧化碳开发公司的委托，吉林省师泽环保科技有限公司承担了本项目的环境影响评价工作。接受任务后，我单位组织评价人员进行了现场踏勘，对项目所在区域自然环境和区域生态现状等进行了详细调查，分析建设项目与国家、吉林省有关环境保护法规、产业政策、相关规划的符合性，并对项目所在区域的环境质量进行现状监测；对本项目可能产生的环境影响进行预测评价。在进行前述工作的基础上，评价单位编制完成了 二氧化碳公司气驱集输系统适应性调改工程地面工程环境影响报告表。在本项目环境影响报告表的编制过程中，得到了松原市生态环境局和当地环保部门以及建设单位的大力支持和帮助，在此谨表谢意！二、编制依据1、法律法规及政策（1）中华人民共和国环境保护法（修订版），2015.1.1；（2）中华人民共和国水污染防治法，2017.6.27；（3）中华人民共和国大气污染防治法，2018年12月29日修订；（4）中华人民共和国环境噪声污染防治法，2018年12月29日修订；（5）中华人民共和国固体废物污染环境防治法（修正版），2016.11.7；（6）中华人民共和国土壤污染防治法，2019.1.1；（7）中华人民共和国环境影响评价法， 2018年12月29日修订；（8中华人民共和国清洁生产促进法，2012.2.29；（9）中华人民共和国水土保持法，2011.3.1；（10）中华人民共和国土地管理法（第二次修订），2004.8.28；（11）中华人民共和国水土保持法实施条例（修正版），2011.1.8；（12）中华人民共和国土地管理法实施条例（2011年修正）2011.1.8；（13）国务院第682号令建设项目环境保护管理条例，2018.4.28修改；（14）国家环境保护部令第44号，建设项目环境影响评价分类管理名录（2017.6.29）；（15）生态环境部令第1号关于修改部分内容的决定（2018.4.28）；（16）环发201277号关于进一步加强环境影响评价管理防范环境风险的通知；（17）环办2013103号建设项目环境影响评价政府信息公开指南（试行）；（18）环办2010132号关于进一步加强分散式饮用水水源地保护工作的通知；（19）分散式饮用水水源地环境保护指南（试行）2010.9；（20）国家突发环境事件应急预案2014.12.29；（21）危险化学品重大危险源辩识（GB18218-2018）；（22）油气集输设计规范（GB50350-2005）；（23）国家危险废物名录（2016.8.1）；（24）中华人民共和国危险废物鉴别标准(GB5085-2007)；（25）吉林省环境保护条例1991.7.13；（26）吉林省土地管理条例2002.9.1；（27）吉林省生态环境保护规划2003.3.4；（28）国发201337号大气污染防治行动计划2013.9.10；（29）国发201517号水污染防治行动计划2015.4.2；（30）国发201631号土壤污染防治行动计划2016.5.31；（31）环境保护公众参与办法环保部第35号令；（32）吉林省人大常委会第五次会议第14号吉林省水土保持条例；（33）2005.12.11吉林省危险废物污染环境防治条例；（34）环保部34号令突发环境事件应急管理办法；（35）吉林省人民政府关于印发吉林省落实大气污染防治行动计划实施细则的通知（吉政发201331号）；（36）吉林省人民政府办公厅关于印发吉林省落实水污染防治行动计划工作方案的通知（吉政办发201572）；（37）关于印发吉林省清洁空气行动计划（20162020年）的通知（吉政发201623号）；（38）关于印发吉林省清洁水体行动计划(20162020年)的通知（吉政发201622号）；（39）关于印发吉林省清洁土壤行动计划的通知（吉政发201640号）；（40）吉林省大气污染防治条例（2016.5.27）；（41）吉林省清洁土壤行动计划（2016.12.31）；（42）吉林省环境保护“十三五”规划（2017.2.24）；（43）环保部2012年第18号令石油天然气开采业污染防治技术政策；（44）吉林省城镇饮用水水源保护条例（2012.3.23）；（45）基本农田保护条例1999.1.1；（46）环大气2017121号；（47）国家环保部发布公告2013年第31号 挥发性有机物(VOCs)污染防治技术政策；（48）国务院打赢蓝天保卫战三年行动计划2018.7.3；（49）吉政发201815号吉林省落实打赢蓝天保卫战三年行动计划实施方案2018.8.9；2、技术标准及规范（1）建设项目环境影响评价技术导则总纲HJ2.1-2016；（2）环境影响评价技术导则大气环境HJ2.2-2018；（3）环境影响评价技术导则地表水环境HJ2.3-2018；（4）环境影响评价技术导则地下水环境HJ 610-2016；（5）环境影响评价技术导则声环境HJ2.4-2009；（6）环境影响评价技术导则生态环境HJ19-2011；（7）建设项目环境风险评价技术导则HJ169-2018；（8）环境影响评价技术导则 土壤环境（试行）HJ964-2018；（9）环境影响评价技术导则-陆地石油天然气开发建设项目HJ/T349-2007；（10）吉林省地表水功能区DB22/388-2004；（11）开发建设项目水土保持技术规范GB50433-2008；（12）石油天然气工程设计防火规范GB50183-2005。3、相关规划文件及技术文件（1）本项目环境影响评价技术咨询合同书；（2）本项目的地面工程方案；（3）建设单位提供的其他资料。三、建设项目概况1、项目名称、建设性质项目名称： 二氧化碳公司气驱集输系统适应性调改工程地面工程建设性质：改扩建建设地点：本项目位于吉林省乾安县境内。项目地理位置见图1，现场照片见图2，项目场站分布及管线走向见图3。2、工程内容及规模本项目为改扩建项目，主要在黑79站东侧征地新建黑79气驱站，安装3台两相分离器、3台三合一撬、2台外输泵，实现黑79站水驱、气驱分区管理；在黑46循环注入站新建增压压缩机1台；黑46站1#间、3#间，情东4#、5#间，分别安装1台两相分离器；情东4#间、情东5#间和情东6#间分别新建卧式翻斗计量分离器1座，气计量表1套；新建集气支干线7.9km；新建单井集气管线300m；在黑79站联合泵房新建外输泵2台；更换及新建无缝钢管5km；黑46站及黑79站内加热炉、外输、掺输泵、三合一、伴热管线进行更新改造；黑46站污水缓冲罐改为常压罐；敷设黑46站9#间-12#间补水管线；黑79站内漏失腐蚀管线更新；部分阀门、接头和管件更换。项目主要建设内容详见下表。表1 项目组成一览表工程类别项目名称工程内容建设性质主体工程黑79气驱站占地面积5000m2，两相分离器3台（1台新增，2台利旧）、三合一2台，外输泵2台（利旧1台，开一备一），气驱外输计量表、含水分析仪（FGH原油含水监测仪 DN100 1.6MPa）等移至三合一橇上建设新建情东4#间、情东5#间、情东6#间分别新建卧式翻斗计量分离器1座，新建气计量表1套新建黑46站1#间、3#间、黑79站情东5#间、情东4#间利用现有闲置装置，分别在各计量间建设两相分离器（20007000）1座利旧黑46循环注入站新建增压压缩机1台新建黑79站联合泵房在原外输泵位置为水驱系统新建外输泵2台新建黑46站污水缓冲罐改为常压罐新建黑79站漏失腐蚀管线更新981m新建黑46站、黑79站加热炉、外输、掺输泵、三合一、伴热管线进行更新改造新建管线工程黑46站3#间-2#间-1#间，黑79站情东5#间-情东4#间-黑79站，新建集气支干线7.9km新建黑79站5#间新建DN100酸酐固化高压玻璃钢管线300m黑46站至1#配水间注水支干线注水干线更换为15918无缝钢管；1#间至8#间新建注水干线；9#、12#配水间注水支干线接到8#配水间预留注水支干线处；合计新建15918无缝钢管5km敷设黑46站9#间-12#间补水管线120m新建其他工程黑79新建气驱站供配电、仪表自控及消防等配套建设新建公用工程供水本项目为系统调改工程，不新增劳动定员，不需用水及排水，施工期用水均依托现有厂区，距厂区较远的施工场地用水使用罐车拉运，排水依托现有防渗旱厕及移动式防渗旱厕。废弃泥浆通过施工现场的防渗泥浆收集池收集后，泥浆由罐车运输至吉林省油田管理局农工商企业总公司处理并贮存，直接运到新建井场铺垫井场或井间道路。依托现有排水供电新建气驱站场位于黑79接转站东侧空地，该区域有已建情南变电所QH138井排10kV线路和黑46变电所黑79南10kV井排线路。依托现有黑79站联合泵房已建低压配电室为两台800kvA变压器（开一备一运行），110kW外输泵为2台,90kW掺输泵3台，18.5kW采暖泵3台。黑46注入站现有高压配电室1座，已建6面高压柜为4台注入压缩机及2台增压压缩机供电，电源分别引自黑46变电所高压配电室相应配电回路供热本项目运营期间不需设置生活供热，仪表的伴热采用电伴热新建环保工程废气本项目为气驱集输系统适应性调改工程，处理工艺未发生变化；新建注水、气驱管线、更新部分老化管线及设施。项目建成后将有效降低管线泄漏风险，提高系统整体运行性能。运营期管道密闭输送不会有废气、废水、固废和产生及排放，主要环境影响为噪声环境影响，噪声源为分离器、压缩机等设备运行的噪声，通过设置消声减振措施降低噪声影响。-废水噪声固体废物3、气驱站（1）工艺流程本次工程结合已建系统，优化工艺流程，实现气驱外输油高压计量，即CO2驱产液进橇装两相分离器进行气、液预分离后，气经黑79气驱站内气驱阀组间已建气计量表计量后去黑46循环注入站，液去橇装三合一进行掺输水脱除后，进新建外输泵，然后经计量表计量外输量、含水后去黑79站水驱外输泵出口，与水驱产液一起进加热炉加热，再回联合泵房统一计量后外输至黑46接转站进沉降罐。本项目新建黑79气驱站不需设置沉降罐。气驱站建成后属于黑79站运行体系的一部分。水驱产液直接进黑79站内已建三合一装置，经三合一脱除掺输水后，去联合泵房内进外输泵，与CO2驱来液一起进加热炉加热，再回联合泵房统一计量后外输至黑46接转站进沉降罐。图4 黑79站集输、外输工艺流程示意图（2）平面布局在黑79站东侧新征地，以黑79站南侧已建道路为界限，西侧避开已建高压线路至少15m，东侧避开已建高压线路至少15m，向北排布站场。新站场南侧围墙与黑79站已建围墙拉齐，新建设备呈东西方向并排布置，站内新建4m宽消防路，南侧接至围墙外已建水泥路，西侧接至黑79站站内，并在南侧设置4m宽大门1座，在西侧设置4m宽侧门1座，方便车辆、人员出入和管理。见图5。（3）主要设备1）两相分离器、三合一目前，气驱总产液为1300-1700m3/d，总产气为15000Nm3/d，总掺输水量为170m3/h，总液量为5380m3/d，单台360014400两相分离器处理液量3000m3/d，处理气量6104Nm3/d，单台三合一处理液量3000m3/d，故新建2台两相分离器和2台三合一即可满足目前需求，考虑到气驱产液量呈上升趋势，本次工程新建3台两相分离器、3台三合一，分别开二备一运行。2）气驱系统外输泵根据气驱产液量54.2-70.8m3/h，气驱站场新建外输泵规格选定为Q=100m3/h，H=240m，2台，均利旧黑79站已建外输泵，开一备一运行。3）水驱系统外输泵黑79站水驱系统辖带3座计量间23#、6#和12#间，目前，三个水驱计量间辖带总井数为53口，总产液为496t/d，根据2019年和2020年部署产能，即将进水驱系统22口，增加液量151.83 t/d ，水驱总产液达到647.83t/d，即30m3/h，考虑将来水驱系统增加产能，本次新建外输泵规格为Q=60m3/h，H=250m，在原联合泵房外输泵位置新建2台，开一备一运行。4、项目占地情况（1）永久占地本项目新建黑79气驱站，新增永久占地5000m2，占地类型为耕地，均为一般农田，未占基本农田；其余设备更新在现有场站及计量间等现有占地范围内，不新增永久占地；管线埋地敷设也不新增永久占地。（2）临时占地本项目新建及更换管线13.32km，其中新建集气支干线7.9km，新建单井集气管线300m，新建及更换注水管线5km，新建补水管线120m。本项目管线施工过程中沿线共穿路9处（8m/处），穿越林带11处（150m/处），水渠1处（22m），穿路采用水平螺旋钻顶管穿越，穿越林带采用定向钻穿越，穿越水渠采取开挖方式。考虑到本项目约1.65km穿越工程，不需管沟开挖，因此本项目实际管沟开挖长度约为11.45km，临时占地管线沿路敷设，作业带宽度6m，临时占地面积6.9hm2。本项目共设置22处定向钻穿越施工场地，每处占地约2500m2；以及设置18处水平螺旋钻施工场地，施工场地临时占地约为50m2；穿越工程施工场地占地面积为5.59hm2。综上本项目临时占地为12.49hm2。占地类型均为旱田，均为一般农田，为基本农田。黑79气驱站施工临时占地均在其永久占地范围内。施工结束后对临时占地进行复垦，可逐渐消除对生态环境的影响。5、土石方平衡本项目新建及更新管线13.32km，管沟开挖平度深度按2.0m计算，宽度按1.0m计算，则管沟开挖土石方量为2.664万m；考虑到本项目共有11处定向钻穿越工程，每处穿越工程需在入口坑处设置25m*25m*2m的防渗泥浆池1个，开挖土石方量1.375万m。总挖方量为4.039万m。气驱站建设平整土地时预计使用土方0.5万m。该项目土方挖填总量为8.078万m，挖方4.039万m，填方量3.539万m，余方0.5万m用于气驱站建设。该项工程土石方量达到平衡，土石方平衡见下表。表2 本项目土石方平衡表 单位：万m3分区分类开挖回填借方余方管线土石方8.0783.53900.5气驱站土石方00.50.50小计4.0394.039006、“三场”设置情况（1）取、弃土场本工程挖方量和填方量均等，不会产生弃土，不需取土。因此，本项目不需设取、弃土场。（2）施工场地本项目主要建设内容为场站建设，管线敷设和设备的安装工程，采用商砼，不设料场，不需设置生活营地，定向钻穿越工程需在入钻及出钻处设置各设置1处施工场地，本项目共11处定向钻穿越，因此需设置22处定向钻穿越施工场地；水平螺旋钻穿越工程需设置在主坑及副坑各1处，本项目共9处水平螺旋钻穿越，因此需设置18处水平螺旋钻钻穿越施工场地；综上所述本项目共需设置30处穿越施工场地。7、公用工程本项目施工人员生活用水为桶装矿泉水，用餐由专用车辆派送，不设置食堂。施工期劳动定员人数为30人，每人每天按50L计算，施工期为300d，用水总量约为1.5m/d（450m3/施工期）；施工期生活污水的排放量按用水量的80%计算，约为1.2m/d（360m3/施工期）。生活污水排入施工现场及厂区内的防渗厕所内，施工结束后外运做农家肥处理。本项目为改扩建项目，运营期无需给排水和供热，设备伴热均采用电伴热。电源采用阻燃低压电缆，引自附近已建柱上变压器。8、总投资及资金来源本工程总投资3886.9万元，环保投资为70万元，占总投资的1.8%。全部由企业自筹。9、劳动定员及工作制度本项目不新增工作人员。气驱站、橇装二相分离器、换热器等设备运行和维护由公司现有员工负责。项目年运行365d，每天24h。10、建设实施进度安排预计2020年2021年间断性施工，累积施工时间约300天，2021年5月完成管线敷设及设备安装，且调试投产。2020年3月-2020 年4月，新建气驱站、新建集气管线；2020年5月-2020年10月，站内管线、管件、污水罐等工程施工，各计量间内设备更换及安装；2020年11月-2021年4月，新建及更换注水及补水管线。与本项目有关的原有污染情况及主要环境问题：中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司二氧化碳捕集埋存与提高采收率（CCS-EOR）开发公司（以下简称二氧化碳开发公司）位于科尔沁草原东北部，机关总部位于吉林省松原市兴原乡，于2015年2月4日成立，是中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司直属的副处级单位，列上市序列，承担股份公司二氧化碳驱油与埋存试验基地建设现场部分和运行工作，对项目实施全生命周期管理。公司机关设3科；即：综合管理科、经营管理科、安全生产科；另设机关附属单位1个，即：技术研究所；3个队级单位，即二氧化碳注气队、采油八队、采油九队；现有员工452人，平均年龄42周岁。二氧化碳开发公司辖黑46、黑79北、黑71三个主力区块，面积110km2，地质储量2668万t，已开发2002万t，采出程度13.6%，采油速度0.8%。共有注气站3座、接转站2座（黑46接转站、黑79接转站）、计量间29座、注入井166口（含46口注气井），采油井501口，2015年产量目标13.2万t。1、场站现状（1）黑46接转站黑46接转站于2001年2月10日竣工投产，该站设计处理能力为15104t/a。辖黑46、黑76、黑71、黑58区块，目前生产油量9.3104t/a。2013年黑46区块开始注气，对站外管网进行了调整，对站内工艺流程进行了改造。目前，站外辖计量间17座，其中气驱间4座，分别是1#、2#、3#、4#间，水驱间13座，分别是5#、6#、7#、8#、9#、10#、11#、12#、13#、14#、15#、16#、黑98站6#间。支干线总长度33.58km（同沟）。辖带油井367口，开井264口。总掺输量为5700t/d，日产液1521t/d，日产油215t/d，综合含水85.9%。其中气驱油井70口，开井59口，日产液417.4t/d；水驱油井297口，开井205口，日产液1103.6t/d。2018年，黑46站2#间新建16005400内衬不锈钢两相分离器1座，支干线实现气液分输，其余支干线仍为气液混输流程，单井为环状掺输流程。图6黑46接转站站外计量间分布图站内气液分离系统有水驱和CO2驱两套分离系统。主要集输流程为：分离系统：建360014400内衬不锈钢两相分离器2台，对站外气驱产物进行气液两相预分离；单台设计处理液量3000m3/d，处理气量6104Nm3/d；建360014200三合一2台，气驱系统和水驱系统各使用1台，单台设计处理液量2500m3/d，处理气量6104Nm3/d，目前气驱总产液为464m3/d，总产气为15000Nm3/d，水驱总产液为1226m3/d，已建系统可满足生产需求。掺输系统：已建80m3/h掺输泵4台，45m3/h掺输泵2台，目前掺输总量237.5m3/h，已建掺输泵开四备二可满足运行需求，已建掺输炉4台，总掺输负荷为7500kW，全开运行。外输系统：已建60m3/h外输泵3台，目前外输量为70m3/h，开二备一运行，可满足新增产能需求。已建外输炉3台，外输总负荷为2900kW，外输炉进出口温差为10，可满足新增产能运行需求。站外来液经三合一分离后输送含水油至大情字井联合站进行脱水外输。黑46站外输管线建设规格为DN200高压玻璃钢管线，长度为8.0km，外输温度4250。表3 黑46接转站站内主要设备设施统计表设备名称规格型号单位数量投产日期使用情况主要技术指标排量(m3/h)扬程(m)电机功率(kW)是否变频外输泵YD60-503台304.11/06.04开二备一6015045是掺输泵DGK45-505台208.01/07.64525055否掺输泵DCK80-505台48025055是采暖泵DGK80-302台3开二备一806030否上水泵DGK45-203台10608在用355015否卸油泵100KY-100-200台20102开一备一505018.5否真空加热炉BSS-ZKW-3500/6.4/2.5台20706在用单台：掺输1750kW，外输1050kW，采暖700 kW真空加热炉s/s-Zf-wns4000-2.5/70-Q台11310在用掺输1600kW，采暖2400kW真空加热炉XGF4000-DY-Q-S15045台11610在用掺输2400kW，外输1600kW二合一锅炉1.74MW台10102备用改为缓冲罐污水缓冲罐300013400台12018在用三合一360014200台20102在用单台设计处理量2500m3/d除油器24009600台10102在用/储油罐7.27m座10102在用容积300m3干燥器4104Nm3/d台10102在用4104Nm3/d两相分离器360014400台22012在用设计处理液量3000m3/d，处理气量6104Nm3/d空冷器4008000台12012在用热水罐36009600台1在用图7黑46接转站平面布置图（2）黑79接转站黑79接转站于2002年5月31日竣工投产，该站设计处理能力15104t/a。2012-2013年对站外管网进行了调整、对站内工艺流程进行了改造。目前，站外辖计量间19座，其中水驱间5座-6#、12#、23#、情东8#、情东9#间，其中情东8#和情东9#间为气驱间末端间，带入气驱系统，气驱间14座，分别是：0#、1#、2#、3#、4#、5#、7#、17#、21#、22#、情东4#、情东5#、情东6#、情东7#、间，水驱间7座，支干线总长度32.213km（同沟），辖带油井299口，开井213口。总掺输量为4800 t/d，日产液1578.2t/d，日产油240t/d，综合含水84.8%。其中气驱油井174口，开井126口，日产液897.5 t/d；水驱油井125口，开井87口，日产液680.7 t/d。站外0#间、1#间、情东6#间支干线为气液分输流程，其余支干线为气液混输流程，单井为环状掺输流程。图8黑79接转站站外计量间分布图改造后站内气液分离系统有水驱和CO2驱两套分离系统。站内主要集输流程为：分离系统：建360014400内衬不锈钢两相分离器2台，对站外气驱产物进行气液两相预分离；单台设计处理液量3000m3/d，处理气量6104Nm3/d；建360014200三合一3台，其中气驱系统使用2台，水驱系统使用1台，单台设计处理液量2500m3/d，处理气量6104Nm3/d，目前气驱总产液为997m3/d，总产气为15000Nm3/d，水驱总产液为756m3/d，已建系统可满足生产需求。掺输系统：已建80m3/h掺输泵3台，60m3/h掺输泵3台，目前掺输总量200m3/h，已建掺输泵开三备三可满足运行需求，已建掺输炉5台，总掺输负荷为11100kW，可满足运行需求。外输系统：已建100m3/h外输泵2台，目前外输量为73m3/h，开一备一运行。已建外输炉3台，外输总负荷为1200kW，外输炉进出口温差为10，可满足新增产能运行需求。站外来液经三合一分离后输送含水油至大情字井联合站进行脱水外输。外输管线建设规格为DN200（两条）高压玻璃钢管线，长度为13.5km，外输温度4250。表4 黑79接转站站内主要设备设施统计表设备名称规格型号单位数量投产日期使用情况主要技术指标是否变频排量(m3/h)扬程(m)电机功率(kW)外输泵DYK100-604台20812/0905开一备一100240110是 掺输泵DGK60-505台30307开二备一80250751变频掺输泵DGK80-505台30205开二备一6025090否采暖泵DGK30-202台202005开一备一304011否上水泵DGK30-202台10205在用304011否装卸泵100KY100-200台20205在用508018.5否外输掺输加热炉ZS2500-DY-Y台10205在用单台：外输400 kW，掺输1700kW，采暖400kW外输掺输加热炉ZS2500-DY-Q-2台20205在用掺输加热炉ZS3000-DY-Q-2台10309在用掺输3000kW掺输加热炉ZS3000-SY/1.6-Q台12019备用掺输3000kW三合一360014200台30205在用单台设计处理量2500m3/d除油器24009600台10205在用/缓冲罐30009600台202/03在用/干燥器4104Nm3/d台10205在用4104Nm3/d两相分离器360014400台22012在用设计处理液量3000m3/d，处理气量6104Nm3/d图9黑79接转站平面布置图（3）黑46循环注入站黑46循环注入站始建于2013年，共带入5个区块，分别为：黑79北、黑75、黑46、黑46北、黑71区块，区域内计量站15座。先期进行了试运行，于2018年正式投运。地面工程各系统设计规模为：注入规模：60104m3/d产出气分离能力：40104m3/d脱水能力：50104m3/d增压系统能力：20104m3/d管输补充净化气规模：50104m3/d。（1）气源：初期气源以长岭气田净化处理厂伴生的CO2气为主，待CO2在油井产出后，将产出气和长岭气田净化处理厂伴生的CO2气全部循环注入。（2）注入相态：新建站场采用压缩机将产出气超临界注入。（3）注入压力：设计注气压力28MPa；注水压力25MPa。（4）输送及注入方式：采用气相输送、超临界注入。（5）压缩机机型选择：原装进口，电驱机组。（6）产出气脱水方式：选择变温吸附脱水方式。（7）产出液：分别进入已建集输系统，在各接转站建腐蚀监测系统。（8）自动控制：采用DCS控制系统，注入单元、产出气循环利用单元及单井的参数均能远传至中心控制室。主体循环注入工艺流程为：表5 黑46循环注入站站内主要设备设施统计表序号设备名称规格型号单位数量建设日期1除油器300012000台220132旋流分离器13004900-1.6/c内衬316L台220133旋流过滤分离器100025000-1.6/c内衬316L台220134产出气压缩机组10104m3/dP入=0.2MPaP出=2.5MPa配套空冷器，电机700kW台220135变温吸附脱水装置25104m3/d台220136注入压缩机组10104m3/dP入=1.6-2.0MPaP出=28MPa配套空冷器，电机700HP台220137注入压缩机组20104m3/dP入=1.6-2.0MPaP出=28MPa配套空冷器，电机1350HP台220138联合放空管2-DN300套120139收球筒 PR-DN400/DN300-PN4.0MPa-C个1201310发球筒PR-DN400/DN300-PN4.0MPa-C个1201311集气汇管DN100 PN16MPa个1201312污水回收罐20007000台22013 图10 黑46循环注入站平面布置图图11 黑46站、黑79站伴生气管线走向图2、现有污染源调查目前二氧化碳开发公司黑58区块共有油井8口，日产液43.7t/d，日产油5.9t/d，年产油0.177104t/a，黑67区块共有油水井4口，油井2口，注水井2口，日产液18.7t/d，日产油3.9t/d，年产油0.117104t/a，黑46北区块共有油水井44口，油井31口，注水井13口，日产液114.3t/d，日产油20.0t/d，年产油0.6104t/a，黑79区块共有油水井35口，油井23口，注水井8口，注气井4口，日产液180.9t/d，日产油11.5t/d，年产油0.345104t/a，所有井位全部带入集输，无单井罐。现有4个区块共有井91口，其中油井64口，注水井23口，注气井4口，年产能1.239104t/a。现有污染物排放情况以此为核算基准。（1）废气现有工程大气污染物排放源主要有接转站加热炉的烟气排放、油气集输过程中烃类气体的挥发以及车辆尾气等。1）接转站加热炉烟气原油由井口来后需进行加热、降压。现有工程产能合计1.239104t/a，根据对乾安采油厂油气处理二站现有加热炉的类比调查，天然气原料消耗量合计为29.736104m3/a，产生的烟气量为296.7104m3/a。加热炉烟气污染物的排放浓度详见下表，加热炉排放的烟气中主要污染物量见下表。表6 加热炉空气污染物排放浓度污染物排放浓度范围(mg/m3)标准值(mg/m3)是否达标烟尘13.6308-15m高排气筒达标NOx111.38400达标SO2100达标注：主要污染物排放浓度采用吉林油田公司大情字井油田2011年扩边加密产能建设工程竣工环境保护验收调查报告中大情字联合站（油气处理二站）加热炉烟气的实测数据，烟尘约为13.6mg/m3，NOx约为111.38mg/m3。表7 加热炉烟气排放情况联合站燃气量（万m3/a）烟气量（万m3/a）烟尘（t/a）NOx（t/a）SO2（t/a）油气处理二站14.868148.350.020.165黑46接转站10.728107.040.0150.119黑79接转站4.1441.310.0060.046合计29.736296.70.0410.332）油气集输中烃类气体的挥发现有项目所有区块的石油集输均进入密闭集输流程，采油井场挥发损耗约在0.2%，站场烃类挥发损耗为0.1%左右。现有油井64口，年产能约1.239104t/a，合计烃类气体挥发量为37.17t/a。表8 运营期集输过程中烃类气体排放情况一览表中转站等站场采油井场合计系数(%)0.10.2总烃排放量（t/a）12.3924.7837.173）车辆尾气由于区块内现有工程已进入生产期，期间仅有维修车辆出入，车辆尾气为流动源，主要污染物为CO、NOx以及烃类污染物，污染物的排放浓度较小，且处于空旷地带，扩散条件好。因此，现有工程主要气体污染物均可达标排放。现有工程生产期大气污染物排放情况汇总见下表。表9 现有工程生产期大气污染物排放统计表污染源污染物排放量 (t/a)备注烟尘NOxSO2总烃加热炉烟气0.0410.33井场挥发37.1764口油井合计0.0410.3337.17（2）废水公司现有工程在生产期废水排放源主要来自采油废水和生活污水。1）采油废水现有项目目前平均产液量10.728104t/a，产油1.239104t/a，采出液中分离出的废水产生量为9.489104t/a，采油废水随采岀液一同经集输管线输送至乾安采油厂油气处理二站处理后回注。2）生活污水根据调查，各站场总职工人数100人，生活污水产生量900t/a。生活污水主要污染物为COD、BOD5、氨氮、SS等。生活污水均采用各站场内的防渗旱厕收集，定期清运做农家肥。企业现有工程废水污染物产生总量见下表。表10 现有工程污染物排放汇总表污染源废水量污染物产生浓度（mg/l）污染物产生量(t/a)排放量（m3/a）COD石油类SSCOD石油类SS(m3/a)采油废水94890473012001500448.830113.868142.3350生活污水9002501500.2250.135合计95790449.055113.868142.470（3）噪声现有工程区内主要噪声源有抽油机噪声，工程车辆噪声以及联合站各类泵及风机等机械噪声等。一般传统直井抽油机噪声在6869dB(A)之间，传统丛式井抽油机组噪声在7678dB(A)之间，车辆噪声一般在7075dB(A)左右，属流动声源。联合站各类泵及风机等机械噪声一般在8090dB(A)左右，为连续稳态高频噪声。现有工程生产期噪声源详见下表。表11 生产期噪声源统计表噪声源声功率级dB(A)声源特性备注单井抽油机6869低频声源1机组/平台丛式井抽油机7678低频声源多机组/平台联合站及中转站设备噪声8088高频声源各类泵及风机等工程车辆7075流动声源20辆（4）固体废物现有工程施工期的固体废弃物主要为废弃泥浆及钻井岩屑，钻井泥浆采用钻井废弃物随钻处理装置处理，钻井井场内不再设置泥浆池，分离出来的固相属于类一般固体废物，在井场晾干贮存于联合站，存放场地周围设置围堰，直接运到新建井场铺垫井场或井间道路。钻井过程中，岩石被钻头破碎成岩屑，产生的岩屑经筛分后，大块铺垫井场，小块岩屑进入钻井废弃物处理装置内处理，分离出来的固相在井场晾干贮存在联合站，直接运到新建井场铺垫井场或井间道路。运营期的固体废物主要来自修井落地油、油泥（砂）及生活垃圾。目前油田修井